林 琳， 吴星昂， 於国芳， 李军徽， 高 卓， 严干贵

（1. 浙江华云清洁能源有限公司， 杭州 310001； 2. 东北电力大学电气工程学院， 吉林 吉林 132012）

0 引言

随着能源危机与环境污染问题日益突出， 风力发电因其具有环境友好、 技术成熟、 成本相对低廉等优点， 已逐渐成为电力系统中的主力电源。截至2018 年底，我国新增并网风电装机容量2 059万kW， 累计并网装机容量达到1.84 亿kW， 占全部发电装机容量的9.7%[1]。 但由于风能的随机性、 间歇性以及不可准确预测的特性， 随着风电装机规模的不断增大， 风电功率的随机波动特性给电网的安全稳定运行带来严峻挑战[2]。

储能系统具有对功率和能量的时空平移作用， 可有效抑制风电功率波动， 缓解电网调频调峰压力。 同时储能系统接入电力系统后， 可以实现需求侧管理， 减小昼夜间峰谷差， 提升大电网的安全稳定性与电能质量水平， 提高输变电能力， 增加供电可靠性， 促进可再生能源大规模接入电网[3-5]。 因此， 近年来国内外学者针对储能系统在电力系统中的应用开展了广泛研究， 并取得丰硕的研究成果。 文献[6]运用功率谱密度理论分析风电频率波动的频谱特征， 提出利用储能参与系统调频解决单纯时域指标下调频责任分配的局限性问题。 文献[7]以风储电站的总收益最大为目标， 考虑储能用于减小弃风和参与电网二次调频服务， 建立了电池储能系统和风电场联合运行的优化模型。 文献[8]针对基于混合储能系统的风电场输出功率平抑控制问题开展相关研究， 使得利用储能系统平滑风电功率波动的同时， 延长了运行寿命， 满足系统的经济性要求。 文献[9]重点阐述了储能平抑风光发电出力波动的研究现状， 归纳总结了平抑风电、 光伏出力波动的相关控制方法。 文献[10]在风电波动平抑的基础上， 利用模型预测算法分析了多种因素对储能配置的影响。 文献[11]考虑寿命损耗和优化运行对储能容量配置的影响， 提出一种基于离散傅里叶变换的主动配电网混合储能容量优化配置模型， 该模型在规划层面确定混合储能容量配置方案， 在运行层面通过模拟运行， 并利用离散傅里叶变换确定混合储能系统运行方案。 文献[12]提出以一个边际负荷值来确定储能系统充放电运行状态的控制方案，在确定运行状态的基础上， 对实际运行控制提出分时分档匹配的方法， 计算储能系统全天充放电功率。 文献[13]提出了一种“1 组超级电容器+3 组蓄电池” 组成的新型混合储能系统， 以3 组蓄电池交替工作的方式平抑风电功率波动。 文献[14]充分利用风能和太阳能， 利用储能电池平抑风、光的波动， 建立了风-光热-水电系统优化调度模型， 有效平抑峰谷差， 提高整体电力系统的经济性。 文献[15]针对储能电站调峰中预测精度差等问题， 提出一种基于减法聚类和自适应网络模糊推理电网负荷预测的调峰控制策略， 该策略能提高对区域典型负荷的预测精度， 准确识别波峰和波谷， 实现在储能系统容量约束下的最优调峰。

目前围绕储能系统提高新能源输出的运行控制方法开展了有价值的工作， 但是尚缺乏对于实际大规模储能系统投运后参与电力系统运行的分析。 此外， 由于储能成本较为昂贵， 大规模储能电站参与系统调峰辅助服务的经济性也是业界关注的焦点问题。

在各种类型的储能系统中， VRB（全钒液流电池）因其设计灵活， 充放电性能优越， 安全可靠等优点成为目前风电储能的理想选择之一。 可以通过对VRB 储能系统储能侧运行与控制的研究，来平抑风电功率的波动， 提高风电场出力可预期性[16]， 提升风电系统FFRT（柔性故障穿越）[17]能力； 用于电力系统调峰的大容量VRB 储能电站建设也已正式启动[18]。

本文介绍了5 MW/10 MWh VRB 储能系统的基本运行原理及特性， 以及风储系统的电气接线和配置， 结合风电场实测数据系统分析了风电场配置的储能系统的运行特性， 进一步结合省级电网负荷分析了储能系统参与系统调峰的技术经济可行性。

1 VRB 储能系统简介

1.1 VRB 原理及特性

VRB 是一种活性物质呈循环流动液态的氧化还原电池， 含有不同价位钒离子的硫酸液体，正负电解液被电池堆中的离子交换膜隔开。 正负价位的电解液通过两个不断转动的液流泵输送到电池堆， 在电极接触面上发生化学反应， 通过离子交换膜实现价态的转换， 从而进行充放电过程。

相比于其他储能电池， VRB 具有储能功率和容量可独立配置的优点， 同时VRB 在常温常压下运行， 电解液无燃耗和爆炸的危险， 安全性好。 另外VRB 循环性能好， 寿命长， 使用环境友好。 因此近年来国内建设了多座大规模VRB 示范工程。

1.2 储能系统电气总接线

该储能系统位于辽宁省沈阳市法库县卧牛石风电场升压站内， 参考国内5 MW/10 MWh VRB储能系统示范项目的结构和参数， 卧牛石风电场安装了33 台1 500 kW 的风力发电机组， 总装机容量为49.5 MW。 风电场经66 kV 母线接入辽宁电网。 储能系统功率约占风电场总装机容量10%，2011 年建成投运时， 是全球容量最大的VRB 储能系统。 图1 为卧牛石风储系统电气总接线。

1.3 VRB 储能系统电气接线

图1 风储系统电气总接线

风电场中的储能系统可以针对风电出力进行跟踪计划发电、 平滑风电功率输出、 参与电力系统调峰， 从而提升风力发电接入电网的能力， 减小风电场弃风并提高风电利用小时数， 以此获得经济效益。 图2 为卧牛石储能系统电气接线。 储能系统电池组通过逆变器进行交直流转化， 经由三绕组变压器连接到35 kV 母线。

卧牛石储能系统总功率为5 MW， 由15 套可独立调控的352 kW 储能单元组成。 图3 为单个储能单元示意， 可见储能系统每排由3 套352 kW的储能单元构成， 352 kW 电池堆充放电运行电压为400～680 V。 每套352 kW 储能单元又包含2 个176 kW 小电池堆， 每个176 kW 电池堆又由8 个22 kW 电池堆构成。每4 个22 kW 电池堆与另4 个22 kW 电池堆并联后， 再与另外8 个相同的电池堆串联。 每个22 kW 电池堆又由50 个1.5 V（额定电压）的小电池构成。 352 kW 电池单元基本参数如表1 所示。

图3 单个储能单元示意

表1 352 k W 电池单元基本参数

2 风储系统运行特性分析

风能的波动性与随机性使得风电功率具有难以预测性， 这种特性将导致风电大规模并网时，对电力系统的安全与经济运行产生不利影响， 同时对电网功率供需平衡的影响将会愈加严重， 这成为限制电网接纳风电机组总容量的主要瓶颈。而储能系统可以对能量进行动态吸收并适时释放， 因此可实现对功率和能量的时间迁移， 储能系统被认为是改善风电功率波动性、 间歇性的有效手段。 本文基于卧牛石风电场实测数据， 分析风储系统联合运行特性。

图2 卧牛石储能系统电气接线

图4 为某一时间段内风电场风机出口输出功率曲线， 可以看出风电场输出功率波动剧烈， 这不利于电网的稳定运行。

图4 风机出口输出功率曲线

风电场加入储能装置后， 利用大规模储能可以提高风电调度的可确定性。 以风电调度参考值为控制目标， 利用储能系统对功率的吞吐特性，通过实时测量系统中风电的实际出力值， 使储能系统在风电实际出力值大于调度参考值时充电，反之放电。 图5 为储能系统根据电网调度吞吐功率曲线。

图5 储能系统吞吐功率曲线

并网点输出功率是风机出口输出功率与储能装置输出功率之和。 图6 为风电场并网点输出功率， 表2 为风机出口处与风电场并网点输出功率的数值特征。

从图6 中可以看出， 储能系统的加入使得风电功率波动严重时间段的波动量明显降低。 从表2 中可直观地看出， 风机出口处（无储能）输出功率标准差与方差均高于风电场并网点（加入储能后）， 即接入储能系统后使得风电场输出功率平缓， 风电功率波动得到平抑。

图6 风电场并网点输出功率

表2 风机出口处、 风电并网点输出功率数值特征对比kW

3 储能电力系统调峰应用分析

典型风电出力往往与负荷恰好相反， 具有“反调峰”特性。 以某区域电网全年负荷及风电数据为基础分析风电接入对电网负荷调峰带来的影响。 如图7 所示， 某区域电网内典型日等效负荷（负荷—风电）峰谷差大于负荷峰谷差， 且全年中有297 天出现“反调峰”现象， 故随着风电渗透率逐年增大， 运行中必须采取调峰措施以保证电力系统供用电的平衡， 减少因低谷调峰能力不足造成大面积“弃风限电”。 一般传统调峰机组有水电机组、 燃气轮机机组和抽水蓄能机组等等。 利用大规模储能系统对负荷“削峰填谷”， 实现负荷的时空平移， 是提高电网运行安全性和经济性的革命性手段。 由于储能系统动作快、 精度高、 调节灵活， 较传统调峰方式更为快速、 精准、 有效。储能系统通过在波谷期充电、 波峰期放电，“削峰填谷”， 可有效改善系统峰谷差， 缓解火电机组与丰水期水电机组调峰负担。

图8 为辽宁省电网某日负荷曲线， 其时间间隔为15 min， 峰谷差为2 696 MW。 加入5 MW/10 MWh VRB 储能系统后， 利用储能系统“低储高发”缓解电力系统调峰压力， 提高风电在负荷低谷期的接纳空间， 最大程度降低负荷峰谷差。

图7 某区域电网风电反调峰特性分析

图8 辽宁省电网某日负荷曲线

图9 为储能系统以最大化降低负荷峰谷差为目标进行调峰的动作曲线。 加入储能系统后， 负荷峰谷差为2 682 MW， 电网调峰负担有所缓解。

对储能系统全年调峰数据进行统计。 由于储能系统容量较小， 参与全网调峰时采用全冲全放的充放电模式。 参照峰谷差电价收益模式对储能系统进行运行效益分析， 根据公式（1）推算全年储能系统运行效益。

式中： n 为全年储能系统调峰运行天数； Ccharge与Cdischarge分别为负荷峰、 谷电价； ηcharge与ηdischarge分别为储能系统充、 放电效率； E 为储能系统容量，具体参数见表3。

图9 储能系统动作曲线

表3 储能运行效益计算参数

以统计全年运行效益为基础， 考虑储能系统建设及容量成本， 推算储能系统回收年限， 计算结果见表4。

表4 储能系统回收年限

如表4 所示， 配置10 MWh 的VRB 储能系统， 在计及储能系统调峰运行效益的情况下， 其回收年限约34 年。 由于储能系统调峰运行模式下且额定功率较低， 每日即一次全充放循环。 将回收年限折算为循环次数为12 702 次， 小于VRB储能系统循环寿命， 故在现行条件下， 储能系统已具备商业化调峰运行的能力。 未来随着提高储能系统峰荷充电电价等相应补贴政策的出台， 储能系统可缩短成本回收年限， 获得更多的利润，从而促进储能技术发展与进步， 为储能系统的大规模应用打下坚实基础。

4 结语

本文介绍了VRB 储能系统的工作原理及特性， 给出了卧牛石风储系统电气总接线图、 VRB储能系统电气接线示意图及单个储能单元示意图。 基于卧牛石风电场实测数据， 分析风储系统联合运行特性； 基于辽宁省负荷实测数据， 分析了储能系统参与电力系统调峰的可行性。 结果表明， 储能系统对于解决风电功率波动、 改善负荷峰谷差等方面改善效果显著。 因此储能系统具有良好的可用性及可行性， 然而储能系统价格仍较为昂贵， 随着储能系统成本的下降及相应补贴政策的出台， 预期储能系统大规模应用将带来可观的经济效益。